Impédance d’un transformateur de puissance de 132 kV : niveaux de défaut et fonctionnement en parallèle

Un transformateur de puissance de 132 kV nécessite une spécification d’impédance adaptée aux limites de défaut, aux exigences de tension et aux configurations d’exploitation du réseau. Une impédance plus faible augmente le courant fourni par le transformateur lors d’un défaut en aval. Une impédance plus élevée limite cette contribution, mais augmente généralement la chute de tension en présence d’une charge réactive. Si les transformateurs fonctionnent en parallèle, l’impédance influe également sur la répartition de la charge entre les unités.

Il n’existe pas de pourcentage d’impédance universellement correct pour toutes les installations de 132 kV. La spécification utile est une valeur, assortie d’une tolérance convenue, qui satisfait aux configurations prévues du réseau. L’égalité des pourcentages indiqués sur les plaques signalétiques ne constitue qu’une partie de la compatibilité en parallèle : le rapport de tension, le déphasage, l’angle d’impédance et la commande des prises comptent également.

Ce que révèle réellement le pourcentage d’impédance

L’impédance de court-circuit d’un transformateur décrit l’opposition au courant entre une paire d’enroulements déterminée. Lors de sa mesure, un enroulement est mis en court-circuit et une tension réduite est appliquée à l’autre jusqu’à ce que le courant nominal circule. La tension nécessaire, exprimée en pourcentage de la tension nominale correspondante, donne le pourcentage d’impédance.

Il s’agit principalement de l’effet de la résistance des enroulements et de la réactance de fuite. Ce n’est pas l’impédance d’excitation à vide du transformateur, et cela ne signifie pas que le pourcentage indiqué de la puissance d’entrée est perdu. La résistance produit des pertes en charge ; la réactance influe sur la chute de tension et le courant de défaut sans consommer elle-même de puissance active.

Une valeur d’impédance n’a de sens que si ses conditions de référence sont clairement définies. Celles-ci comprennent la base MVA, la paire d’enroulements, la position des prises, la fréquence et la température de référence. Pour un transformateur doté de plusieurs puissances assignées selon le mode de refroidissement, il faut déterminer quelle puissance définit la base d’impédance. Comparer des pourcentages établis sur des bases différentes peut conduire à une évaluation trompeuse.

Pour un transformateur à trois enroulements, un seul pourcentage ne peut pas décrire tous les chemins de courant de défaut. L’étude doit prendre en compte les impédances entre les paires concernées et les bases correspondantes. Un enroulement tertiaire peut également influer sur le comportement en séquence zéro, même si sa charge normale est faible.

Estimer le courant de défaut sans confondre les côtés de tension

Pour une première estimation d’un défaut triphasé équilibré directement aux bornes secondaires, on suppose une source amont idéale, une tension nominale et une impédance de raccordement négligeable. Dans ces conditions :

Courant nominal : I_rated = S / (√3 × V)
Courant de défaut limité par le transformateur : I_sc ≈ I_rated / z_pu
Impédance en unité relative : z_pu = Z% / 100

Ici, S correspond à la puissance apparente triphasée nominale du transformateur et V à la tension entre phases du côté où le courant est calculé. Utilisez des unités cohérentes. La puissance apparente de défaut approximative correspondante est S / z_pu.

La distinction entre les côtés de tension est importante. Un transformateur raccordé à un réseau de 132 kV peut alimenter un jeu de barres basse tension, où le courant en ampères est beaucoup plus élevé pour une même puissance apparente. Utiliser le courant nominal côté 132 kV pour évaluer le pouvoir de coupure de l’appareillage secondaire donne un résultat erroné.

La relation inverse fournit une règle pratique d’évaluation : une diminution de l’impédance augmente la contribution du transformateur au courant de défaut. Toutefois, ce calcul n’estime que le courant traversant ce transformateur dans les conditions indiquées. Il ne constitue pas une prévision complète du courant de défaut total sur le jeu de barres.

Pour un calcul de réseau, ramenez les impédances de la source, du transformateur et des raccordements à une base commune de tension et de puissance. Additionnez leurs composantes de résistance et de réactance sous forme de quantités complexes. Additionner arithmétiquement les modules des impédances peut fausser le résultat lorsque leurs angles d’impédance diffèrent.

Lors d’une conversion entre bases de puissance à tension de base identique :

z_new = z_old × S_new / S_old

Si la tension de base change également, la conversion doit tenir compte de la relation entre les bases de tension.

Conditions du réseau qui modifient les contraintes sur l’appareillage

Une étude pratique des défauts tient compte de la puissance de la source amont, des lignes de transport, des câbles, des autres transformateurs et des moyens de production raccordés. Les moteurs peuvent contribuer au courant pendant la période initiale du défaut. Les moyens de production à convertisseurs doivent être représentés par un modèle de défaut adapté, car leur réponse en courant dépend des commandes et des limites de courant.

La configuration de source la plus puissante parmi les cas plausibles est généralement déterminante pour le courant de défaut maximal. Les conditions de source minimale importent pour la sensibilité des protections : un relais doit toujours détecter et éliminer le défaut concerné lorsque le courant disponible est plus faible. L’évaluation du seul courant maximal peut donc laisser un problème de protection sans solution.

La configuration des jeux de barres peut être tout aussi déterminante que l’impédance du transformateur. La fermeture d’un coupleur de barres peut connecter une autre voie d’alimentation et augmenter le courant de défaut total. Lorsque des transformateurs en parallèle partagent une impédance de source amont, cette impédance commune doit être explicitement représentée. Il est possible que doubler simplement le résultat obtenu avec un seul transformateur surestime ou représente mal la contribution combinée.

L’évaluation de l’appareillage doit distinguer le courant efficace symétrique, le pouvoir de fermeture de crête et le courant correspondant au temps de coupure requis. Le rapport X/R du réseau influe sur la composante asymétrique et le courant de crête. Deux configurations présentant des courants de défaut symétriques similaires peuvent imposer des contraintes mécaniques différentes.

Les défauts à la terre nécessitent une évaluation distincte. L’impédance de séquence positive seule ne permet pas de les décrire. Les couplages des enroulements, la mise à la terre du neutre, l’impédance de séquence zéro et toute résistance ou réactance de mise à la terre déterminent les chemins de retour disponibles. Un enroulement en triangle modifie les chemins du courant de séquence zéro sans empêcher toute contribution aux défauts à la terre ailleurs dans l’installation.

Une impédance plus élevée a un coût en matière de performances de tension

L’augmentation de l’impédance du transformateur peut contribuer à maintenir le courant de défaut en aval dans les limites de l’appareillage, mais elle affecte les performances du transit de puissance. Pour une charge simplifiée à facteur de puissance inductif, la chute de tension approximative en unité relative est :

ΔV ≈ I_pu × (r_pu cos φ + x_pu sin φ)

Cela montre pourquoi la répartition entre résistance et réactance est importante. Une charge réactive rend la réactance de fuite particulièrement déterminante. Avec un facteur de puissance capacitif, le terme réactif change de signe : les conditions d’exploitation peuvent donc provoquer une hausse de tension plutôt qu’une chute.

Un régleur en charge peut compenser les variations de tension en régime établi dans les limites de sa plage de réglage. Il ne peut pas éliminer l’impédance ni garantir une tension acceptable pendant les perturbations. Une conception qui limite le courant de défaut mais épuise la plage de réglage en charge normale peut ne pas convenir au réseau prévu.

Pour un raccordement à une installation d’énergie renouvelable, évaluez conjointement les conditions d’importation et d’exportation, les exigences de puissance réactive et les limites de tension du réseau collecteur. Le choix de l’impédance doit répondre à la fois à l’étude de court-circuit et à l’étude de transit de puissance.

Fonctionnement en parallèle : des pourcentages identiques ne garantissent pas une répartition égale de la charge

Les transformateurs en parallèle doivent fournir des tensions compatibles sur le jeu de barres commun. Les conditions pertinentes comprennent le rapport de tension, la polarité, l’ordre des phases, le déphasage et le réglage des prises. Des relations de phase incompatibles peuvent provoquer un courant important à la fermeture du raccordement.

La concordance des groupes vectoriels constitue un point de départ évident, mais ce sont les relations de phase réelles aux bornes qui déterminent la compatibilité. Les couplages des transformateurs doivent être évalués dans le cadre de la configuration complète du jeu de barres.

Une fois la compatibilité des tensions établie, la répartition de la charge dépend de l’impédance de chaque branche complète. Celle-ci comprend l’impédance du transformateur ainsi que celle des câbles ou des raccordements de barres entre chaque transformateur et le jeu de barres commun.

Lorsque les tensions secondaires à vide sont égales, les courants de branche se répartissent inversement aux impédances complexes. Si les angles d’impédance sont suffisamment proches, la relation approximative de répartition de la puissance apparente est :

S_load,1 / S_load,2 ≈ (S_rated,1 / z_pu,1) / (S_rated,2 / z_pu,2)

Dans cette expression, chaque impédance est indiquée sur la base de la puissance nominale de son transformateur. Des pourcentages d’impédance égaux permettent donc une répartition de la charge approximativement proportionnelle aux puissances nominales respectives en MVA, sous réserve des autres hypothèses.

Si l’impédance en pourcentage d’un transformateur est plus faible, celui-ci prend une part de charge plus importante par rapport à sa puissance nominale. Il peut atteindre sa limite thermique alors qu’une capacité disponible subsiste dans l’autre unité. L’addition des puissances nominales figurant sur les plaques signalétiques ne détermine pas automatiquement la capacité utilisable du groupe en parallèle.

Des rapports X/R différents compliquent davantage la répartition. Des unités présentant des modules d’impédance similaires peuvent répartir différemment les puissances active et réactive. Lors de l’évaluation de la compatibilité, comparez la résistance et la réactance, ou le module et l’angle de l’impédance.

Un écart de prises crée un courant avant même qu’une charge utile soit alimentée

Une différence entre les vecteurs de tension secondaires des transformateurs génère un courant de circulation dans la boucle formée par leurs impédances. Sous forme simplifiée :

I_circulating ≈ ΔE / (Z₁ + Z₂)

La différence de tension et les impédances doivent être ramenées au même côté. Le courant de circulation mobilise la capacité en courant et augmente les pertes, même si la charge externe est faible. Il s’ajoute au courant de charge de chaque unité et peut réduire la capacité disponible.

Des numéros de position de prise identiques ne signifient pas nécessairement des rapports de transformation identiques. Les transformateurs peuvent avoir des pas de prise, des plages ou des dispositions d’enroulement différents. Comparez les rapports de tension réels aux positions de fonctionnement prévues.

Des régulateurs de tension indépendants peuvent également provoquer des déplacements de prises indésirables en fonctionnement parallèle. Le système de commande doit assurer un fonctionnement coordonné, par exemple au moyen d’un dispositif maître-suiveur adapté ou d’une commande du courant de circulation. Sa conception doit tenir compte de l’état du coupleur de barres, de la disponibilité des transformateurs et du passage entre fonctionnement séparé et parallèle.

Place des transformateurs photovoltaïques dans un raccordement à 132 kV

Une centrale photovoltaïque peut comporter plusieurs étages de transformation : la tension de l’onduleur est élevée à la tension du réseau collecteur, puis un transformateur principal distinct raccorde ce réseau au réseau de 132 kV. Les impédances de ces transformateurs doivent figurer dans le même modèle de réseau, mais leurs fonctions sont différentes.

Le transformateur élévateur pour centrales photovoltaïques de Jinshida Electric est spécifié pour une puissance de 500–5000 kVA, avec des options de haute tension de 10, 20 ou 35 kV. Ces caractéristiques le situent au niveau de transformation entre l’onduleur et le réseau collecteur ; elles ne démontrent pas qu’il convient comme transformateur principal de 132 kV.

Pour cette configuration, évaluez les défauts sur chaque jeu de barres concerné. Les impédances des transformateurs du réseau collecteur influent sur les chemins de défaut locaux et les performances de tension, tandis que le transformateur principal influe sur les échanges avec le réseau de transport. Les exigences de fonctionnement en parallèle s’appliquent partout où les circuits secondaires des transformateurs sont effectivement connectés entre eux. Le partage d’un réseau collecteur ne signifie pas que chaque transformateur d’onduleur constitue un groupe classique de transformateurs en parallèle.

Traduire l’étude du réseau en spécification d’achat

Une spécification d’achat doit fournir au fabricant suffisamment d’informations pour concevoir le transformateur en fonction des conditions d’exploitation prévues. Demander un pourcentage d’impédance privilégié sans en préciser la base, la tolérance ou les contraintes du réseau laisse d’importants points indéfinis.

La norme IEC 60076 fournit le cadre applicable aux transformateurs, mais une référence générale à la série ne définit pas toutes les exigences du projet. Le contrat doit préciser les exigences applicables, les essais, les critères d’acceptation et la documentation. La mesure de l’impédance et l’évaluation de la tenue au court-circuit répondent à des objectifs différents : un résultat d’impédance satisfaisant ne démontre pas à lui seul la tenue au court-circuit